2023電力市場(chǎng)化改革洞察：面向市場(chǎng)參與者的20大趨勢(shì)-RMI

2023.052023電力市場(chǎng)化改革洞察:面向市場(chǎng)參與者的20大趨勢(shì)I繁榮的低碳未來(lái)。落基山研究所致力于借助經(jīng)濟(jì)可行加速能效提升,推動(dòng)可再生能源取代化石燃料的能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變。落基山研究所在北京、美國(guó)科羅2023電力市場(chǎng)化改革洞察:面向市場(chǎng)參與者的20大趨勢(shì)/2者落基山研究所∶陳梓浩,高碩,劉雨菁,劉子屹清華四川能源互聯(lián)網(wǎng)研究院∶王康落基山研究所∶李婷,田嘉琳,周勤作者姓名按姓氏首字母順序排列。劉雨菁,yujingIiu@rmi·0rg;高碩,sga0@rmi·0rg劉雨菁,王康,高碩,劉子屹,陳梓浩,2023電力市場(chǎng)化改革洞察∶面向市場(chǎng)參與者的20大趨勢(shì),落基山研究所,20232023電力市場(chǎng)化改革洞察:面向市場(chǎng)參與者的20大趨勢(shì)/3引言全球能源危機(jī)與"雙碳"背景下,中國(guó)電力市場(chǎng)化改革加速破浪前行···6第一章2015年以來(lái)電力市場(chǎng)化改革的總體思路和進(jìn)展 9"管住中間、放開(kāi)兩頭"∶建立和完善輸配電價(jià)體系,理順電價(jià)形成機(jī)制 9循序漸進(jìn)∶省級(jí)電力市場(chǎng)化進(jìn)程的五個(gè)組成部分 10經(jīng)營(yíng)性用戶全面參與交易∶建設(shè)批發(fā)與零售兩級(jí)市場(chǎng),擴(kuò)展發(fā)用電雙方交易主體 12更廣地域內(nèi)的電力流動(dòng)∶省間與區(qū)域電力市場(chǎng) 132021-2022年電力市場(chǎng)化改革重點(diǎn) 142023-2025年電力市場(chǎng)化改革趨勢(shì)展望 14第二章中長(zhǎng)期電力交易 1601中長(zhǎng)期市場(chǎng)將迎來(lái)更多市場(chǎng)主體,交易占比維持高位,交易總量快速增長(zhǎng) 1602煤電繼續(xù)發(fā)揮價(jià)格基石作用,未來(lái)電價(jià)將持續(xù)反映新能源占比的變化 1703優(yōu)先發(fā)電電源逐步入市,與煤電機(jī)組同場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng),資產(chǎn)經(jīng)營(yíng)風(fēng)險(xiǎn)增加 1904多年合約機(jī)制有望進(jìn)一步完善,逐漸成為可再生項(xiàng)目主要風(fēng)控手段之一 2005作為與現(xiàn)貨市場(chǎng)銜接的必然手段,中長(zhǎng)期分時(shí)段交易將進(jìn)一步推廣 21第三章現(xiàn)貨電力交易 2306現(xiàn)貨市場(chǎng)加速推進(jìn),預(yù)期十四五期間省級(jí)市場(chǎng)全面建成 2307現(xiàn)貨市場(chǎng)限價(jià)將逐步放松,但其對(duì)中長(zhǎng)期價(jià)格傳導(dǎo)作用仍然受限 2508省間與區(qū)域現(xiàn)貨市場(chǎng)初見(jiàn)雛形,有望進(jìn)一步促進(jìn)可再生消納并逐步打通省間價(jià)格壁壘 2709儲(chǔ)能邁出參與現(xiàn)貨市場(chǎng)第一步,但其收益恐難達(dá)到理論預(yù)期水平 282023電力市場(chǎng)化改革洞察:面向市場(chǎng)參與者的20大趨勢(shì)/4/52023電力市場(chǎng)化改革洞察/5第四章零售市場(chǎng) 2910隨著工商業(yè)用戶全面入市、電網(wǎng)代理購(gòu)電逐步退出,售電公司將迎來(lái)更大市場(chǎng) 2911售電公司"洗牌"持續(xù),短期內(nèi)發(fā)售一體企業(yè)優(yōu)勢(shì)維持,長(zhǎng)期看風(fēng)控和客戶服務(wù)是核心競(jìng)爭(zhēng)力 3012電力零售套餐開(kāi)始體現(xiàn)差異化設(shè)計(jì),更好滿足用戶對(duì)價(jià)格波動(dòng)的風(fēng)險(xiǎn)偏好 31第五章輔助服務(wù)市場(chǎng) 3213新版"兩個(gè)細(xì)則"呼應(yīng)新型電力系統(tǒng)建設(shè),新增適應(yīng)新能源發(fā)展的輔助服務(wù)品種 3214調(diào)峰輔助服務(wù)融入現(xiàn)貨市場(chǎng),調(diào)頻、備用輔助服務(wù)市場(chǎng)化發(fā)展,其他輔助服務(wù)品種補(bǔ)償機(jī)制優(yōu)化調(diào)整 3315輔助服務(wù)供給主體擴(kuò)維,服務(wù)成本開(kāi)始向下游傳導(dǎo) 3516輔助服務(wù)市場(chǎng)利好新型儲(chǔ)能,但難以成為其主要收入來(lái)源 36第六章容量市場(chǎng)與容量補(bǔ)償機(jī)制 3717容量機(jī)制從目前少數(shù)省份起步,將進(jìn)一步優(yōu)先覆蓋新能源比例較高且現(xiàn)貨市場(chǎng)連續(xù)試運(yùn)行的省份 3718短期內(nèi)基于容量成本的行政定價(jià)仍會(huì)是容量機(jī)制的主流,且有望進(jìn)一步分時(shí)段細(xì)化 38第七章輸配電價(jià)格機(jī)制 4019多種儲(chǔ)能資產(chǎn)或?qū)⒅匦录{入成本核算范圍,輸配電價(jià)繼續(xù)下探空間有限 4020增量配網(wǎng)進(jìn)展速度不及預(yù)期,微電網(wǎng)、源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體項(xiàng)目或?qū)⒊蔀榕潆姌I(yè)務(wù)發(fā)展改革新渠道 42參考文獻(xiàn) 44引言全球能源危機(jī)與"雙碳"背景下,電力體制改革"5號(hào)文件"率先打破電力系統(tǒng)的垂直一體模式格局,實(shí)現(xiàn)了"廠網(wǎng)分離";2015年的"9號(hào)文件"及點(diǎn)。向適應(yīng)"雙碳"理念、推動(dòng)"雙碳"進(jìn)程的方向發(fā)展。作為社會(huì)經(jīng)濟(jì)繁榮發(fā)展的托底基石,電力行業(yè)同時(shí)也是助力"碳達(dá)峰、碳中和"目標(biāo)實(shí)現(xiàn)的關(guān)鍵抓手。一方面,電力行業(yè)是國(guó)內(nèi)二氧化碳排放最大的行業(yè)來(lái)源,年排放量達(dá)40%左右,充分發(fā)展利用技術(shù)相對(duì)成熟的低零碳發(fā)電技術(shù),可以在中短期內(nèi)快速推動(dòng)低零碳轉(zhuǎn)型;另一方面,工化,因而推動(dòng)電力低零碳發(fā)展將對(duì)全社會(huì)、全行業(yè)的"雙碳"進(jìn)程帶來(lái)溢出效應(yīng)。電力行業(yè)的"雙碳"進(jìn)程,不僅需要技術(shù)創(chuàng)新作為"硬件"支撐,還需要市場(chǎng)改革作為"軟件"賦能。2021年10月,作為"雙碳"目標(biāo)"1+N"政策體系的頂層設(shè)計(jì),中共中央、國(guó)務(wù)院印發(fā)的《關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理消費(fèi)、積極發(fā)展非化石能源;另一方面也要繼續(xù)深化能源體制機(jī)制改革,特別是繼續(xù)全面推進(jìn)電力市場(chǎng)化改革、完善電力等能源品種價(jià)格市場(chǎng)化形成機(jī)制,支撐可再生能源和儲(chǔ)能等技術(shù)的大規(guī)模發(fā)展。在"雙碳"頂層設(shè)計(jì)的指導(dǎo)下,為了"推動(dòng)形成適合中國(guó)國(guó)情、有更強(qiáng)新能源消納能力的新型電力系統(tǒng)",國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)、國(guó)家能源局于2022年1月聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見(jiàn)》,提出"推進(jìn)適應(yīng)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的電力市場(chǎng)機(jī)制建設(shè)","構(gòu)建適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的市場(chǎng)機(jī)制",并"提升電力市場(chǎng)對(duì)高革的目標(biāo)和方向∶到2030年,一個(gè)適應(yīng)新型電力系統(tǒng)要求的全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系將基本建成。電力市場(chǎng)化建設(shè),已成為賦能"雙碳"進(jìn)程的重要行動(dòng)?；仡?電改"的歷程,我們看到改革的行動(dòng)也正在多個(gè)目標(biāo)中調(diào)整錨點(diǎn)和尋找平衡,不僅關(guān)注如何引入競(jìng)爭(zhēng)、提升效率和優(yōu)化資源配置,也關(guān)注如何在保障電力系統(tǒng)低碳穩(wěn)定運(yùn)行的前提下進(jìn)一步提高零碳電力滲透率。實(shí)際上,隨著各國(guó)可再生發(fā)電滲透率的持續(xù)提升,這一問(wèn)題已經(jīng)成為全球議題。特別是在2021到2022年間,在全球能源危機(jī)和國(guó)內(nèi)季節(jié)性缺電疊加的背景下,電力市場(chǎng)支撐高比例可再生電力系統(tǒng)的重要性和迫切性達(dá)到了前所未有的高度。歐洲可再生電力滲透率水平領(lǐng)先全球,其電力市場(chǎng)也相對(duì)成熟,但在全球能源危機(jī)的沖擊下也正在尋求進(jìn)一步的電力市場(chǎng)化改革,旨在增加可再生發(fā)電占比的同時(shí)提高電力系統(tǒng)靈活性,從而可以在滿足氣候承諾的前提下為電力消費(fèi)者和本土制造業(yè)提供更多保護(hù)。在此背景下,未來(lái)幾年對(duì)中國(guó)實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰和持續(xù)推進(jìn)電力市場(chǎng)化改革至關(guān)重要。首先,目前各省在現(xiàn)貨市場(chǎng)和輔待進(jìn)一步鞏固基礎(chǔ)、形成連續(xù)機(jī)制。第二,在可再生多年合約這樣的長(zhǎng)周期交易方面,目前的機(jī)制尚未真正發(fā)揮穩(wěn)定投資預(yù)期、大規(guī)模吸引社會(huì)資本的作用,仍然有很大改善空要打破行政壁壘、優(yōu)化資源配置。我們判斷,上述提到的幾個(gè)方向,在接下來(lái)幾年都會(huì)有比較密集的改革動(dòng)作,需要保持密切關(guān)注。2023電力市場(chǎng)化改革洞察:面向市場(chǎng)參與者的20大趨勢(shì)/6/72023電力市場(chǎng)化改革洞察/7革_通向零碳電力增長(zhǎng)和新型電力系統(tǒng)的必由之路》,立足于2030年基本建成適應(yīng)新型電力系統(tǒng)要求的全國(guó)統(tǒng)系這一總體目標(biāo),深入探討了適合國(guó)情且更有利于零碳電力增長(zhǎng)與新型電力系統(tǒng)建設(shè)的電力價(jià)格機(jī)制。我們還深入到省級(jí)層面,在《西北地區(qū)電力系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型探索_打造零碳電力系統(tǒng)的青海樣本》中,針對(duì)海省在2030年基本建成零碳電力系統(tǒng)的目標(biāo),提出了分步推進(jìn)到省內(nèi)電力市場(chǎng)建設(shè)的路線圖。上述專題報(bào)告更多著眼于較長(zhǎng)的時(shí)間維度,并回答"電力市場(chǎng)應(yīng)該如何改革"的問(wèn)題。從今年開(kāi)始,我們也將聚焦更短的時(shí)間維度,以年度回顧和展望報(bào)告的形式,回答"電力市場(chǎng)化改革接下來(lái)會(huì)發(fā)生什么"的問(wèn)題,期望為國(guó)內(nèi)外關(guān)注中國(guó)電力市場(chǎng)化改革進(jìn)程的讀者提供兼顧廣度與深度的階段性洞察,并助力電力市場(chǎng)多方參與者更好地建設(shè)電力量市場(chǎng)、輸配電價(jià)的思路,細(xì)化回顧近期市場(chǎng)建設(shè)進(jìn)展,并展望未來(lái)一至三年內(nèi)電力市場(chǎng)化發(fā)展趨勢(shì)。此外,我綠電的角度來(lái)解讀機(jī)制變化。圖表ES2023-2025年中國(guó)電力市場(chǎng)化改革的20大趨勢(shì)總結(jié)01中長(zhǎng)期市場(chǎng)將迎來(lái)更多市場(chǎng)主體,交易占比維持高位,交易總量快速增長(zhǎng)02煤電繼續(xù)發(fā)揮價(jià)格基石作用,未來(lái)電價(jià)將持續(xù)反映新能源占比的變化03優(yōu)先發(fā)電電源逐步入市,與煤電機(jī)組同場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng),資產(chǎn)經(jīng)營(yíng)風(fēng)險(xiǎn)增加04多年合約機(jī)制有望進(jìn)一步完善,逐漸成為可再生項(xiàng)目主要風(fēng)控手段之一05作為與現(xiàn)貨市場(chǎng)銜接的必然手段,中長(zhǎng)期分時(shí)段交易將進(jìn)一步推廣06現(xiàn)貨市場(chǎng)加速推進(jìn),預(yù)期十四五期間省級(jí)市場(chǎng)全面建成07現(xiàn)貨市場(chǎng)限價(jià)將逐步放松,但其對(duì)中長(zhǎng)期價(jià)格傳導(dǎo)作用仍然受限08省間與區(qū)域現(xiàn)貨市場(chǎng)初見(jiàn)雛形,有望進(jìn)一步促進(jìn)可再生消納并逐步打通省間價(jià)格壁壘09儲(chǔ)能邁出參與現(xiàn)貨市場(chǎng)第一步,但其收益恐難達(dá)到理論預(yù)期水平場(chǎng)11售電公司"洗牌"持續(xù),短期內(nèi)發(fā)售一體企業(yè)優(yōu)勢(shì)維持,長(zhǎng)期看風(fēng)控和客戶服務(wù)是核心競(jìng)12電力零售套餐開(kāi)始體現(xiàn)差異化設(shè)計(jì),更好滿足用戶對(duì)價(jià)格波動(dòng)的風(fēng)險(xiǎn)偏好/82023電力市場(chǎng)化改革洞察/8市場(chǎng)13新版"兩個(gè)細(xì)則"呼應(yīng)新型電力系統(tǒng)建設(shè),新增適應(yīng)新能源發(fā)展的輔助服務(wù)品種市場(chǎng)化發(fā)展,其他輔助服務(wù)品種補(bǔ)償整15輔助服務(wù)供給主體擴(kuò)維,服務(wù)成本開(kāi)始向下游傳導(dǎo)16輔助服務(wù)市場(chǎng)利好新型儲(chǔ)能,但難以成為其主要收入來(lái)源17容量機(jī)制從目前少數(shù)省份起步,將進(jìn)一步優(yōu)先覆蓋新能源比例較高且現(xiàn)貨市場(chǎng)連續(xù)試18短期內(nèi)基于容量成本的行政定價(jià)仍會(huì)是容量機(jī)制的主流,且有望進(jìn)一步分時(shí)段細(xì)化機(jī)制19多種儲(chǔ)能資產(chǎn)或?qū)⒅匦录{入成本核算范圍,輸配電價(jià)繼續(xù)下探空間有限進(jìn)展電力市場(chǎng)化改革是中國(guó)電力體制改革的核心任務(wù)之一。在2002年"電改"實(shí)現(xiàn)"管辦分開(kāi)、廠網(wǎng)分開(kāi)"的基礎(chǔ)上,2015年"9號(hào)文"開(kāi)啟的新一輪電改,將推進(jìn)電價(jià)改革、完善市場(chǎng)化交易體系等作為改革的重點(diǎn)任務(wù)。八年以來(lái),電價(jià)改革與電力市場(chǎng)建設(shè)取得了長(zhǎng)足的進(jìn)展,為進(jìn)一步建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系和構(gòu)建新型電力系統(tǒng)提供2015年以前,國(guó)內(nèi)電力價(jià)格體系是"上網(wǎng)電價(jià)+目錄電價(jià)"模式∶行政主管部門制定面向發(fā)電方(電網(wǎng)支付給發(fā)電廠)的上網(wǎng)電價(jià)和面向用電方(電網(wǎng)向用戶收取)的目錄電價(jià)。2015年開(kāi)始,在"管住中間、放開(kāi)兩頭"的理念下,國(guó)家分三批逐步推動(dòng)核定省級(jí)輸配電價(jià)(圖表1),按"準(zhǔn)許成本+合理收益+稅金"的形式確定輸配電價(jià),形成"上網(wǎng)電價(jià)+輸配電價(jià)+政府性基金及附加=銷售電價(jià)"的工商業(yè)電價(jià)順價(jià)模式(圖表2),為推動(dòng)電力市場(chǎng)化改革、配電環(huán)節(jié)進(jìn)行了增量配電業(yè)務(wù)改革,引入社會(huì)資本圖表1輸配電價(jià)改革進(jìn)程首批試點(diǎn)(5)湖北、安徽、云南、貴州、寧夏全面推廣(14)蒙東、遼寧、吉林、黑龍江、上海、江蘇、浙江、福建、山東、河南、海南、甘肅、青海、新疆2020-2022年第二監(jiān)管周期省級(jí)輸配電價(jià)核定完成201420152016·32016·920172020早期探索(2)蒙西、深圳"電改"啟動(dòng)第二批試點(diǎn)(12)北京、天津、冀南、冀北、山西、陜西、江西、湖南、四川、重慶、廣東、廣西省級(jí)(除西藏)輸配電價(jià)核定全面完成開(kāi)始制度化運(yùn)行2023電力市場(chǎng)化改革洞察:面向市場(chǎng)參與者的20大趨勢(shì)/9/102023/10電力中長(zhǎng)期交易電力現(xiàn)貨交易調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)輔助服務(wù)市場(chǎng)(除調(diào)峰外)容量補(bǔ)償機(jī)制/容量市場(chǎng)電能量輔助服務(wù)容量電力中長(zhǎng)期交易電力現(xiàn)貨交易調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)輔助服務(wù)市場(chǎng)(除調(diào)峰外)容量補(bǔ)償機(jī)制/容量市場(chǎng)電能量輔助服務(wù)容量圖表2工商業(yè)電價(jià)順價(jià)模式示意圖發(fā)電側(cè)發(fā)電側(cè)用電側(cè)上網(wǎng)電價(jià)發(fā)電側(cè)與用電側(cè)通過(guò)市場(chǎng)交易形成歸屬發(fā)電廠收入十輸配電價(jià)政府核定歸屬電網(wǎng)公司收入十政府性基金及附加政府核定=銷售電價(jià)依據(jù)左側(cè)三個(gè)組成部分確定用戶支付價(jià)格國(guó)內(nèi)電力系統(tǒng)運(yùn)行與管理以省為實(shí)體,這一特性確定了"省級(jí)電力交易+省間電力交易"兩個(gè)空間尺度的市場(chǎng)構(gòu)和重點(diǎn)事項(xiàng)之一。省級(jí)電力市場(chǎng)建設(shè)不可能一蹴而就,它首先需支撐電價(jià)從計(jì)劃體制向市場(chǎng)體制平穩(wěn)過(guò)渡,而后需健全完善交易品種,實(shí)現(xiàn)對(duì)電力系統(tǒng)各功能的系統(tǒng)性覆蓋。截至目前,國(guó)內(nèi)省級(jí)電力市場(chǎng)進(jìn)程可劃分為五個(gè)主要部分(如圖表3)。圖表3國(guó)內(nèi)省級(jí)電力市場(chǎng)組成及發(fā)展進(jìn)程從從多日到多年尺度的電能量交易,以年度和月度交易為主包括日前和日內(nèi)電能量交易,兩批共14個(gè)省級(jí)試點(diǎn),正向全國(guó)推廣針對(duì)日內(nèi)調(diào)峰設(shè)計(jì),逐步向現(xiàn)貨市場(chǎng)和調(diào)節(jié)型容量市場(chǎng)轉(zhuǎn)變面向調(diào)頻、備用、無(wú)功補(bǔ)償、靈活爬坡、轉(zhuǎn)動(dòng)慣量等輔助服務(wù)品種維持系統(tǒng)充裕度,激勵(lì)可用發(fā)電容量,提高電力供應(yīng)韌性/112023/11電力中長(zhǎng)期交易指發(fā)用電雙方從多日到多年尺度的電能量交易,是省級(jí)電力市場(chǎng)建設(shè)中最先開(kāi)始的步驟,也是電,例如以年度尺度交易/計(jì)劃作為電力運(yùn)行的核心參考、價(jià)格水平長(zhǎng)期穩(wěn)定等,這長(zhǎng)期交易成為計(jì)劃體制向市場(chǎng)體制轉(zhuǎn)換的橋梁。年度和月度為代表的中長(zhǎng)期交易為發(fā)用電雙方提供具有相對(duì)確定性的電量和價(jià)格預(yù)期,實(shí)現(xiàn)對(duì)沖短時(shí)電力價(jià)格波動(dòng)的作用。量交易,通常以每15分鐘一個(gè)單元,每日96個(gè)單元組織交力現(xiàn)貨市場(chǎng)是發(fā)現(xiàn)實(shí)時(shí)電力電能量?jī)r(jià)值的基礎(chǔ),理論上電力現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格及波動(dòng)是電力中長(zhǎng)期交易價(jià)貨市場(chǎng)建設(shè)工作已在各省普遍展開(kāi)(圖表4)。圖表4電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)進(jìn)程南方(以廣東起步)成為首個(gè)試運(yùn)行的試點(diǎn)第二批試點(diǎn)(6)湖北非試點(diǎn)省份(7十)重慶、陜西、寧夏、青海、江西、冀南、黑龍江等2017·82018·82019·52021·52022首批試點(diǎn)(8)公布南方(以廣東起步)、蒙西、東、福建、四南方(以廣東起步)實(shí)施了國(guó)內(nèi)算運(yùn)行調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)是較早展開(kāi)試點(diǎn)的市場(chǎng)種類。其交易主要在發(fā)電機(jī)組之間展開(kāi),可調(diào)度機(jī)組(通常為火電機(jī)組)在日時(shí)間尺度競(jìng)爭(zhēng)調(diào)節(jié)(調(diào)降)發(fā)電機(jī)組出力,用于對(duì)沖新能源發(fā)電的波動(dòng)性,從而促進(jìn)新能源更高比例消獨(dú)的調(diào)峰服務(wù),而是通過(guò)現(xiàn)貨市場(chǎng)實(shí)現(xiàn)相應(yīng)功能;在國(guó)內(nèi)現(xiàn)貨市場(chǎng)建成之前,可認(rèn)為調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)承擔(dān)了現(xiàn)貨市場(chǎng)的部分任務(wù)。隨著現(xiàn)貨市場(chǎng)的建立和擴(kuò)展,調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制也在發(fā)生變化,正逐漸向調(diào)節(jié)型容量市場(chǎng)轉(zhuǎn)型,以激勵(lì)火電機(jī)組進(jìn)行深度調(diào)峰改造。Tmi.0Tg/12202Tmi.0Tg/12售電公司售電公司償輔輔助服務(wù)品種的定價(jià)方式存在差異。目前,已有市場(chǎng)建設(shè)的省區(qū)中,輔助服務(wù)市場(chǎng)一般以調(diào)頻輔助服務(wù)(二次調(diào)頻)為主要品種,主要由發(fā)電側(cè)提供服務(wù)并分?jǐn)偝杀?。e·容量補(bǔ)償機(jī)制或容量市場(chǎng)容量補(bǔ)償機(jī)制或容量市場(chǎng),是電力市場(chǎng)化體系下,為確保遠(yuǎn)期電力系統(tǒng)充裕度,而設(shè)立的交易品種。一般國(guó)際實(shí)踐中,容量服務(wù)通常由發(fā)電方提供,由用電方購(gòu)買。顧名思義,與傳統(tǒng)上按電量結(jié)算收入的方式不同,容量補(bǔ)償機(jī)制和容量市場(chǎng)通常按有效聯(lián)網(wǎng)容量結(jié)算收益,不考慮實(shí)際發(fā)電出力狀態(tài)。全面放開(kāi)經(jīng)營(yíng)性電力用戶i發(fā)用電計(jì)劃,推動(dòng)其參與市場(chǎng)化交易,是電力體制改革的重要舉措。經(jīng)營(yíng)性電力用戶的全國(guó)用電量的八成,這意味著相當(dāng)水平的發(fā)電量和更多種類、更大數(shù)量的電源側(cè)主體將不可避免地參力零售商(售電公司等)和用戶進(jìn)行交易(圖表5)。表5電力批發(fā)市場(chǎng)及零售市場(chǎng)示意圖發(fā)電廠戶。/132023/13雙方直接進(jìn)行電能量交易。一般電力用戶由于體量較小,需要在電力零售市場(chǎng)中與售電公司進(jìn)行交易,再由售電公司代理,間接參與批發(fā)市場(chǎng)。電力大用戶也分。對(duì)比建設(shè)進(jìn)度更快、體系更成熟。在省級(jí)電力市場(chǎng)之上,隨著可再生能源和特高壓輸電的發(fā)展,省間電力交換正變得愈發(fā)活躍,省間電力市場(chǎng)建設(shè)也在穩(wěn)步進(jìn)行。目前,省間電力交易主要包括電能量交易和輔助服務(wù)交易(圖表6)。圖表6省間電力市場(chǎng)結(jié)構(gòu)全國(guó)省間電能量交易…………有跨省跨區(qū)送受電國(guó)家計(jì)劃、地方政府協(xié)議等發(fā)展形成的中長(zhǎng)期市場(chǎng)化交易,二是利用省間剩余輸電通道完成的省間現(xiàn)貨交易(國(guó)網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū))或一體化的區(qū)域現(xiàn)貨交易(南網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū))。多數(shù)省間電能量交易發(fā)生在受端電網(wǎng)與送端電網(wǎng)或電源之間,少部分交易為用戶與電源的直接交易。與電能量交易不同,省間市場(chǎng)化輔助服務(wù)交易主要以區(qū)域?yàn)閱挝贿M(jìn)行組織。目前,區(qū)域輔助服務(wù)市場(chǎng)交易的主要品種為調(diào)峰和備用服務(wù),在南方電網(wǎng)亦有區(qū)域調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)的嘗試。/142023/14改革重點(diǎn)2021年至2022年,在推進(jìn)實(shí)現(xiàn)"雙碳"目標(biāo)和國(guó)際能源市場(chǎng)大幅震蕩的大背景下,全國(guó)電力市場(chǎng)化改革進(jìn)程取得5初步建成、到2030年基本建成成為2030年前電力市場(chǎng)化發(fā)展的總體目標(biāo),并將助推電力資源在全國(guó)范圍內(nèi)進(jìn)一步優(yōu)化配置。電能量市場(chǎng)方面,《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》推動(dòng)燃煤發(fā)電原則上全面進(jìn)入市場(chǎng),速度和市場(chǎng)參電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)工規(guī)則或開(kāi)啟試運(yùn)行。國(guó)家電網(wǎng)《省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則(試行)》發(fā)布,省間現(xiàn)貨交易開(kāi)啟連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行。服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)提供了綱領(lǐng)性指導(dǎo)。綠色電力交易方面,在2021年9月開(kāi)展首批綠電交易的基礎(chǔ)上,2022年《北京電力交易中心綠色電力交易實(shí)施易規(guī)則(試行)》分別發(fā)布實(shí)施,為實(shí)現(xiàn)規(guī)則化、制度化、常態(tài)化的綠電交易打下。進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和趨勢(shì)包括∶的交易體量將繼續(xù)維持高位,煤電仍將發(fā)揮市場(chǎng)價(jià)格基石作用。市場(chǎng)交易主體將繼續(xù)增加,部分約機(jī)制機(jī)制有望實(shí)現(xiàn)突破。現(xiàn)貨電力交易方面,省級(jí)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)預(yù)期"十四五"期間全面建成,省間/區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)將快速孵化?，F(xiàn)貨寬松。在中長(zhǎng)期分時(shí)段交易完善后,現(xiàn)貨價(jià)格將更好地傳導(dǎo)至中長(zhǎng)期電力中試水,新型儲(chǔ)能的實(shí)際收益水平仍具有不確定性。電力零售方面,售電公司在用戶入市和電網(wǎng)代購(gòu)?fù)顺鲞M(jìn)程中將迎來(lái)更大的市場(chǎng),不同售電公司的零售套餐將更具差異性,發(fā)售一體的售電企業(yè)在近期內(nèi)仍有優(yōu)勢(shì)。交易品種、供給主體、分?jǐn)傊黧w將擴(kuò)圍,調(diào)峰市場(chǎng)將與現(xiàn)貨市場(chǎng)實(shí)現(xiàn)融合,調(diào)頻、備用服務(wù)將市場(chǎng)化發(fā)展,無(wú)功和輔助服務(wù)新品種預(yù)計(jì)將以補(bǔ)償交易為主。/152023/15容量方面,可再生能源比例較高且現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)較為成熟的省份有望推廣容量機(jī)制,價(jià)格形成機(jī)制預(yù)計(jì)以行政定價(jià)為主,但有望向分時(shí)段精細(xì)定價(jià)演化。此外,在輸配電方面,預(yù)計(jì)輸配電價(jià)格繼續(xù)下探空間有限,源網(wǎng)荷儲(chǔ)、微電網(wǎng)等渠道將是探索解決增量配電網(wǎng)發(fā)展問(wèn)題的新途徑。01中長(zhǎng)期市場(chǎng)將迎來(lái)更多市場(chǎng)主體,交易占比維持高位,隨著市場(chǎng)化的推進(jìn),未來(lái)更多的優(yōu)先發(fā)電電量和經(jīng)營(yíng)性用戶都將逐步進(jìn)入市場(chǎng),中長(zhǎng)期交易電量在當(dāng)前基礎(chǔ)上將戶全年中長(zhǎng)期合同簽約電量高于上一年度用電量90%的要求,燃煤發(fā)電企業(yè)的月度及以上周期合同簽約電量比%。降低電力市場(chǎng)準(zhǔn)入門檻,促進(jìn)各類型主體進(jìn)入市場(chǎng),對(duì)于提高電力市場(chǎng)活躍度非常重要。中國(guó)2022年提出建立市場(chǎng)主體。當(dāng)前,中國(guó)參與電力市場(chǎng)的主體主要是煤電企·發(fā)電側(cè),當(dāng)前煤電已全部進(jìn)入電力市場(chǎng),新能源、水電、核電電站的部分電量也參與市場(chǎng)交易;后續(xù)將逐步引導(dǎo)各類電源有序進(jìn)入市場(chǎng)交易,由優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃逐步轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏χ虚L(zhǎng)期合同或差價(jià)合約。在發(fā)電側(cè),特別對(duì)于增量的風(fēng)電、光伏等電源,加大市場(chǎng)化進(jìn)程以實(shí)現(xiàn)新能源更大規(guī)模的消納。·在用戶側(cè),當(dāng)前較大規(guī)模的工商業(yè)用戶通過(guò)大用戶直購(gòu)或者售電公司代理的方式參與電力市場(chǎng),小用戶基本上仍由電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)售電。政策要求分批次推動(dòng)經(jīng)營(yíng)性用戶全面參與市場(chǎng),社會(huì)資本將繼續(xù)進(jìn)入售電業(yè)務(wù),售電公司的構(gòu)成將更加多元,形成更加有效的競(jìng)爭(zhēng),由電網(wǎng)企業(yè)代理的中小工商業(yè)用戶將逐步由市場(chǎng)化售購(gòu)電價(jià)格的1.5倍執(zhí)行。展望未來(lái),更多的新型市場(chǎng)主體將進(jìn)入電力市場(chǎng),它們將在電力市場(chǎng)中發(fā)揮重要作用。通過(guò)中長(zhǎng)期分時(shí)電價(jià)或現(xiàn)充分激發(fā)和釋放用戶側(cè)靈活調(diào)節(jié)能力。2023電力市場(chǎng)化改革洞察:面向市場(chǎng)參與者的20大趨勢(shì)/16/172023/17能盡管中國(guó)非化石能源裝機(jī)已超過(guò)50%,但按發(fā)電量計(jì)算煤電仍占大頭,2022年,中國(guó)煤電在發(fā)電量中的占比約為價(jià),其它電源類型如新增可再生能源,也以煤電基準(zhǔn)價(jià)作為定價(jià)參考,從而使煤電成為中國(guó)電價(jià)的基石。燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)/基準(zhǔn)價(jià)上網(wǎng)電價(jià)浮動(dòng)上限上網(wǎng)電價(jià)浮動(dòng)下限中長(zhǎng)期年度成交均價(jià)0起2021年取消燃煤發(fā)電標(biāo)桿上現(xiàn)貨市場(chǎng)網(wǎng)電價(jià),改為"基準(zhǔn)連續(xù)結(jié)算試運(yùn)行動(dòng)"機(jī)制, 電標(biāo)桿 20182019202020212022年份來(lái)源∶廣東省發(fā)改委,廣東電力交易中心,落基山研究所煤電價(jià)格的基石作用主要在以年度合同為主的中長(zhǎng)期交易中得到體現(xiàn),因?yàn)槟甓群贤饕晕磥?lái)一年平均煤價(jià)進(jìn)行定價(jià),年度合同的高占比以及合同電量結(jié)算時(shí)遵循的"照付不議、偏差結(jié)算"的原則保證了年度平均電價(jià)的穩(wěn)定。長(zhǎng)期來(lái)看,由于中國(guó)以煤為主的能源資源稟賦,煤電在保電力供應(yīng)方面的作用尚無(wú)法替代,決定了中國(guó)以煤電為主的電源結(jié)構(gòu)特點(diǎn)不會(huì)改變,以煤電價(jià)格為價(jià)格基石的趨勢(shì)將長(zhǎng)期延續(xù),但也發(fā)生著緩慢的變化∶·煤電的價(jià)格調(diào)整更加靈活o隨著煤價(jià)波動(dòng)加大,中國(guó)將逐步放開(kāi)煤電中長(zhǎng)期價(jià)格的浮動(dòng)上下限,而現(xiàn)貨價(jià)格則不受浮動(dòng)上下限的限制,預(yù)計(jì)在3-5年內(nèi)中長(zhǎng)期的浮動(dòng)限額將逐步放開(kāi),中長(zhǎng)期價(jià)格和現(xiàn)貨價(jià)格實(shí)現(xiàn)完整銜接,從而使煤電價(jià)格與煤炭?jī)r(jià)格掛鉤聯(lián)動(dòng),煤電基準(zhǔn)價(jià)的作用將逐步消失?！がF(xiàn)貨市場(chǎng)定價(jià)機(jī)制對(duì)中長(zhǎng)期價(jià)格產(chǎn)生重大影響o現(xiàn)貨市場(chǎng)真實(shí)反映了電力的實(shí)時(shí)價(jià)格,也發(fā)現(xiàn)了電力供需的基本規(guī)律,現(xiàn)貨市場(chǎng)的平均價(jià)格將逐步成為中長(zhǎng)期交易價(jià)格的參考。隨著中國(guó)電源結(jié)構(gòu)的變化,其它電源特別是新能源在某些時(shí)段對(duì)電價(jià)的影響顯著加強(qiáng)。以山東為例,隨著光伏比例的增加,山東省"鴨形曲線"效應(yīng)中長(zhǎng)期交易中分時(shí)段曲線推廣后,現(xiàn)貨市場(chǎng)發(fā)現(xiàn)的這一現(xiàn)象將會(huì)影響中長(zhǎng)期定價(jià),中長(zhǎng)期合同按時(shí)段劃分時(shí)中午時(shí)段電價(jià)將顯著降低。/182023/18·長(zhǎng)期來(lái)看,電價(jià)由新能源、煤電綜合成本(含碳成本)競(jìng)爭(zhēng)形成o一方面,新能源等可再生能源更大規(guī)模的發(fā)展,以及進(jìn)入電力市場(chǎng)的比例增加,與煤電將形成競(jìng)爭(zhēng)態(tài)勢(shì),煤電不再是唯一的定價(jià)機(jī)組;另一方面,隨著碳市場(chǎng)的加快建設(shè),疊加碳市場(chǎng)成本后的煤電競(jìng)爭(zhēng)力將消退,可能帶來(lái)可再生能源更大的競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)。在現(xiàn)貨市場(chǎng)中,新能源發(fā)電比例較高時(shí)段,完全由新能源進(jìn)行定價(jià);在中長(zhǎng)期合約中,平均電價(jià)將是新能源成本、煤電形成。/192023/19前,國(guó)內(nèi)中長(zhǎng)期交易以年度和月度合同為主,多年合約的應(yīng)用十分有限,這實(shí)際上是更偏向于化石燃料發(fā)電的一種機(jī)制格局,一定程度上反映了電改從煤電起步的事實(shí)。對(duì)于變動(dòng)成本占全成本比重較大的化石燃料發(fā)電機(jī)組而言,年度及月度合同有利于及時(shí)傳導(dǎo)燃料、碳排放等可變成本的變化。相反,若提早鎖定多年價(jià)格,如果沒(méi)有資成本占比很高的可再生發(fā)電機(jī)組而言,提前鎖定多年價(jià)格更有利于確保初始投資成本的回收。等新能源富集省(區(qū)),最低保障收購(gòu)年利用小時(shí)之外的電量已進(jìn)入市場(chǎng)化交易。隨著新能源裝機(jī)的進(jìn)一步增長(zhǎng),中國(guó)對(duì)于新能源更大規(guī)模參與電力市場(chǎng)交易提出了更高的要求。根據(jù)中國(guó)建立全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)文件,要求引導(dǎo)新能源簽訂較長(zhǎng)期限的中長(zhǎng)期合同,到2030年新能源全面參與電力市場(chǎng)。根據(jù)該要求,部分省(區(qū))逐步出臺(tái)加大新能源入市的要求,按照新疆發(fā)改委印發(fā)的《完善我區(qū)新能源價(jià)格機(jī)制的方案》的通知,2021年起投產(chǎn)的新能源平價(jià)項(xiàng)目發(fā)電量全部納入電力市場(chǎng),此類項(xiàng)目涉及新疆內(nèi)部實(shí)際交易電價(jià)均為各時(shí)段場(chǎng),意味著"保量保價(jià)"(保障消納+標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià))為主的經(jīng)營(yíng)模式將改變,將帶來(lái)經(jīng)營(yíng)風(fēng)險(xiǎn)的顯著增長(zhǎng)。新能源參與市場(chǎng)的主要風(fēng)險(xiǎn)包括∶一是在年度長(zhǎng)協(xié)這樣的長(zhǎng)周期機(jī)制中,由于煤電電量在大部分省份仍占主導(dǎo)地位,新能源定價(jià)通常錨定煤電的年煤電定價(jià)看動(dòng)力煤的定價(jià)思路。但是,動(dòng)力煤并無(wú)多年期貨市場(chǎng),因此導(dǎo)致煤電價(jià)格以及新能源電價(jià)也只能一年一定,新能源無(wú)法提前鎖定收益確保覆蓋初始投資成本。二是在現(xiàn)貨市場(chǎng)這樣的短周期機(jī)制中,新能源的發(fā)電特性將導(dǎo)致"價(jià)格踩踏"。新能源發(fā)電具有同時(shí)性與反調(diào)峰特性,光伏比例較高地區(qū),中午時(shí)段將發(fā)生電力大量富余與電價(jià)的快速下降;風(fēng)電也具有同樣的特性。光伏和風(fēng)電的扎堆發(fā)電,將導(dǎo)致新能源發(fā)電時(shí)段相互的激烈競(jìng)爭(zhēng),導(dǎo)致其在中長(zhǎng)期和現(xiàn)貨市場(chǎng)中均難獲得高電價(jià)。該問(wèn)題對(duì)于光伏更加明顯,據(jù)初步統(tǒng)計(jì),進(jìn)入2022年國(guó)網(wǎng)省間現(xiàn)貨市場(chǎng)交易的光伏平均電價(jià)僅為0.2元/kWh,2顯著低煤電基準(zhǔn)價(jià)。三是無(wú)論在長(zhǎng)協(xié)還是現(xiàn)貨市場(chǎng)中,新能源的隨機(jī)波動(dòng)性都導(dǎo)致了報(bào)價(jià)策略和偏差管理的困難。新能源功率的可預(yù)測(cè)性與發(fā)電可調(diào)性較差,而較為精準(zhǔn)的出力預(yù)測(cè)是新能源合理制定中長(zhǎng)期+現(xiàn)貨市場(chǎng)交易策略的基礎(chǔ),否則很電偏差,反映在中長(zhǎng)期市場(chǎng)上就是要承受一定額度的偏差考核;而在現(xiàn)貨市場(chǎng)上,相當(dāng)于按現(xiàn)貨價(jià)格買入偏差電量履約,可能帶來(lái)較大的損失。新能源參與電力市場(chǎng),打破了以往相對(duì)穩(wěn)定的經(jīng)營(yíng)模式,以前相對(duì)確定的投資決策和資產(chǎn)評(píng)估方式將不適用,新能源企業(yè)需要調(diào)整財(cái)務(wù)收益與資產(chǎn)評(píng)估模型,從相對(duì)固定的收益模式過(guò)度到應(yīng)用不確定模型,將帶來(lái)新建項(xiàng)目投資決策以及現(xiàn)有項(xiàng)目資產(chǎn)評(píng)估的困難。/202023電力市場(chǎng)化改革洞察/20年期以上的電力中長(zhǎng)期合同,要求探索建立多年合約價(jià)格調(diào)整機(jī)制,如果多年合約與實(shí)際市場(chǎng)價(jià)格偏離較大時(shí),購(gòu)協(xié)議。作為參與第一批全國(guó)綠電交易試點(diǎn)的電力用戶代表,萬(wàn)國(guó)數(shù)據(jù)在南方區(qū)域綠色電力交易簽約儀式上與中廣核新能源投資(深圳)有限公司簽署了綠色電力合作框架協(xié)議。在該協(xié)議中,萬(wàn)國(guó)數(shù)據(jù)計(jì)劃在未來(lái)色電力,合計(jì)采購(gòu)電量不低于20億千瓦時(shí)。2022年5月,巴斯夫廣東湛江市一體化基地與博楓簽署了中國(guó)第一份25年期固定價(jià)格可再生能源電力采購(gòu)協(xié)議3,以平準(zhǔn)化度電成本(LCOE)為標(biāo)準(zhǔn)對(duì)再生能源項(xiàng)目進(jìn)行定價(jià)。斷,都會(huì)影響買賣雙方對(duì)于合同周期和定價(jià)方式的選擇。在過(guò)去兩年的實(shí)踐中,多年合約的標(biāo)準(zhǔn)化程度并不高,一方面反映了市場(chǎng)參與主要現(xiàn)象∶·絕大多數(shù)多年合約仍然以錨定煤電價(jià)格的方式逐年定價(jià)。根據(jù)我們對(duì)綠電買賣方的調(diào)研,目前可再生多年合色權(quán)益、折扣等方式后約定一定的浮動(dòng)比例或空間。但因?yàn)榇嬖诿弘娛袌?chǎng)化價(jià)格一年一定的問(wèn)題,這些合約實(shí)際上并無(wú)法直接約定未來(lái)價(jià)格絕式,今后的每一年再根據(jù)當(dāng)年煤電市場(chǎng)化價(jià)格核定當(dāng)年綠電價(jià)格。目前,燃料成本、電力市場(chǎng)結(jié)構(gòu)、綠色權(quán)益價(jià)格等因素都缺乏明確的長(zhǎng)期政策,也沒(méi)有相應(yīng)風(fēng)控手段,因此買賣方式除了無(wú)法在合約周期內(nèi)鎖定期之后重新尋找買方,與建成年份更晚、成本更低的可再生項(xiàng)目競(jìng)爭(zhēng)的問(wèn)題。可再生項(xiàng)目投資和運(yùn)營(yíng)特征,但按照這個(gè)方式定價(jià)的且已經(jīng)簽訂的合約比例很低,一般更為跨國(guó)電力用戶熟悉,本土工商業(yè)用戶普遍缺乏深度了解。我們預(yù)計(jì),隨著可再生成本進(jìn)一步下降,且越來(lái)越多的綠電采購(gòu)方要求與新建項(xiàng)目簽訂合約、滿足額外性(additi0nality)需求,以LCOE定價(jià)的方式會(huì)逐漸被更多市場(chǎng)參與者接多年合約目前仍然普遍需要場(chǎng)外合同或者協(xié)議作為補(bǔ)充。目前,交易中心場(chǎng)內(nèi)的標(biāo)準(zhǔn)化多年合同普遍而言比要在場(chǎng)外另外簽署協(xié)議,從而在交易方式、價(jià)格調(diào)整方式、風(fēng)險(xiǎn)承擔(dān)方式等方面約定更多的定制化條款。隨著多年購(gòu)電協(xié)議適用場(chǎng)合增多,交易電量穩(wěn)步增長(zhǎng),為了滿足需求的增長(zhǎng),我們預(yù)計(jì)場(chǎng)內(nèi)標(biāo)準(zhǔn)化合同將進(jìn)一步完善,多年購(gòu)電協(xié)議將從場(chǎng)外逐步轉(zhuǎn)向場(chǎng)內(nèi)。/212023/21步推廣由于電力生產(chǎn)的實(shí)時(shí)平衡特性,不同時(shí)段的電力電量?jī)r(jià)值不同。但中長(zhǎng)期合約不進(jìn)行實(shí)時(shí)交易組織,因此需主要通過(guò)分時(shí)段電量和價(jià)格曲線來(lái)體現(xiàn)不同時(shí)段電力價(jià)值。然而,由于國(guó)內(nèi)現(xiàn)貨市場(chǎng)機(jī)制仍不健全,大部分省份仍普定合同期內(nèi)總電量和同一電價(jià),執(zhí)行時(shí)發(fā)電曲線仍由交易機(jī)構(gòu)、調(diào)度機(jī)構(gòu)按一定規(guī)則進(jìn)行分解,所有電量按照中長(zhǎng)期同一合約價(jià)格執(zhí)行。不分時(shí)段的中長(zhǎng)期交易弊端很多∶首先,按同一價(jià)格無(wú)法準(zhǔn)確體現(xiàn)電力的時(shí)間價(jià)值,無(wú)法激勵(lì)發(fā)用電雙方依據(jù)價(jià)格進(jìn)行發(fā)用電管理。其次,不分時(shí)段的中長(zhǎng)期交易,在電力平衡方面由電網(wǎng)整體平衡,通過(guò)交易雙方發(fā)用電曲線用沒(méi)有發(fā)揮。所以參照現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格劃定中長(zhǎng)期分時(shí)段曲線非常重要,當(dāng)前在山隨著各省級(jí)現(xiàn)貨市場(chǎng)的加快推進(jìn),中長(zhǎng)期市場(chǎng)進(jìn)行分時(shí)段交易,以實(shí)現(xiàn)與現(xiàn)貨市場(chǎng)的銜接,將是大勢(shì)所趨。政府在中長(zhǎng)期交易的相關(guān)文件中,均要求進(jìn)一步擴(kuò)大分時(shí)段交易范圍與電量比例。分時(shí)段交易組織方式將更加多樣,雙邊協(xié)商、集中交易(包含競(jìng)價(jià)交易、滾動(dòng)撮合交易和掛牌交易)等各類中長(zhǎng)期交易方式中,均可以靈活組織開(kāi)為主。具備條件的省份,進(jìn)一步將分時(shí)段交易逐步細(xì)化至月內(nèi),實(shí)現(xiàn)按旬、周定期開(kāi)市,從而實(shí)現(xiàn)與現(xiàn)貨市場(chǎng)無(wú)縫銜接。段中長(zhǎng)期交易機(jī)制山西2022年已經(jīng)開(kāi)展中長(zhǎng)期分時(shí)段交易,這是一種與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)不間斷結(jié)算試運(yùn)行一體協(xié)調(diào)的中長(zhǎng)期交易機(jī)制,其關(guān)鍵是將每日的中長(zhǎng)期合同按小時(shí)分為24個(gè)時(shí)段,以每個(gè)時(shí)段的電量為交易標(biāo)的,相當(dāng)于每天開(kāi)設(shè)了24個(gè)電量依次組合形成的階梯式曲線即為中長(zhǎng)期交易曲線。集中競(jìng)價(jià)統(tǒng)一出清價(jià)格為參考,市場(chǎng)主體自主申報(bào)購(gòu)、售電量和電價(jià),成交順序求量。/222023/22東分時(shí)段交易具體而言∶則進(jìn)行分解。爭(zhēng)交易,其中雙邊協(xié)商、掛牌交易機(jī)制不變,月度集中式。月度集中競(jìng)爭(zhēng)交易標(biāo)的為次月24小時(shí)的分時(shí)電量,成交電量按照月多日集中競(jìng)爭(zhēng)交易采用分24小時(shí)分時(shí)段交易的形式。中心,廣東電力交易中心,落基山研究所06現(xiàn)貨市場(chǎng)加速推進(jìn),預(yù)期十四五期間省級(jí)市場(chǎng)全面建成建設(shè)工步推進(jìn)的基礎(chǔ)上,最后實(shí)現(xiàn)所有省份覆蓋。文件要求第一批試點(diǎn)地區(qū)2022年開(kāi)展2022年一季度上報(bào)建設(shè)方案,預(yù)計(jì)2023年啟動(dòng)試運(yùn)行。在總結(jié)各地電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)經(jīng)驗(yàn)基礎(chǔ)上,11月25日,國(guó)家能源局對(duì)《電力現(xiàn)貨市場(chǎng)基本規(guī)則(征求意見(jiàn)稿)》公開(kāi)征求意見(jiàn),提出了省內(nèi)、省間電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的基本規(guī)則,確立了各為實(shí)現(xiàn)現(xiàn)貨市場(chǎng)從試點(diǎn)向全國(guó)推廣創(chuàng)造了條件。目前,試點(diǎn)省(市、區(qū))現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)建設(shè)取得了一定成果,但呈現(xiàn)出進(jìn)度參差不齊的狀態(tài)。首批省級(jí)試點(diǎn)中,8個(gè)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試運(yùn)行。一、第二批部分省級(jí)現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)建設(shè)進(jìn)展及特征新能源10%的電量以"報(bào)量不報(bào)價(jià)"的方式參與,被動(dòng)接受市場(chǎng)容量補(bǔ)償收益新能源以"報(bào)量不報(bào)價(jià)"的方式參與,首推虛擬電廠以現(xiàn)貨市場(chǎng)響應(yīng)新能源報(bào)量報(bào)價(jià)的方式進(jìn)入現(xiàn)貨市場(chǎng);日前市場(chǎng)預(yù)出清不結(jié)算,實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清結(jié)算;分兩個(gè)價(jià)格區(qū)域,各個(gè)區(qū)域采用用戶側(cè)作為參考結(jié)算點(diǎn)電價(jià)。包括日前現(xiàn)貨交易和實(shí)時(shí)現(xiàn)貨交易,現(xiàn)階段現(xiàn)貨電能量與輔助出清三次結(jié)試運(yùn)行期間日均現(xiàn)貨出清電量約10億千瓦時(shí),度電最高價(jià)1.5元,度電最低價(jià)0.1元ii新型儲(chǔ)能系統(tǒng)指除抽水蓄能以外的其他所有儲(chǔ)能2023電力市場(chǎng)化改革洞察:面向市場(chǎng)參與者的20大趨勢(shì)Tmi.0Tg/23/242023/242022年11月,完成第試?yán)塾?jì)出清電量35.66億千瓦時(shí),交易均價(jià)較中長(zhǎng)期交易價(jià)格有2022年11月,完成第試價(jià)格低,反映了不同時(shí)段、不同地區(qū)電力供來(lái)源∶各省能源局,落基山研究所隨著現(xiàn)貨市場(chǎng)的逐步推進(jìn),未來(lái)全國(guó)統(tǒng)一電力現(xiàn)貨市場(chǎng)將逐步完善。在覆蓋廣度上,省間-省內(nèi)兩級(jí)市場(chǎng)協(xié)同運(yùn)行,省級(jí)電價(jià)壁壘打開(kāi),通過(guò)現(xiàn)貨市場(chǎng)提供的價(jià)格信號(hào)促進(jìn)電力資源在全國(guó)范圍內(nèi)的優(yōu)化調(diào)配;省內(nèi)現(xiàn)貨市場(chǎng)基-實(shí)時(shí)三級(jí)市場(chǎng)結(jié)構(gòu),現(xiàn)貨市場(chǎng)促進(jìn)電力平衡和電價(jià)發(fā)現(xiàn)在機(jī)制更加完模的工商業(yè)用/25202/25國(guó)網(wǎng)省間南網(wǎng)區(qū)域國(guó)網(wǎng)省間南網(wǎng)區(qū)域在現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)的初期,為了限制市場(chǎng)力的濫用(如供電緊張階段惡意保留發(fā)電容量),同時(shí)應(yīng)對(duì)燃料供應(yīng)突然中中國(guó)對(duì)現(xiàn)貨市場(chǎng)設(shè)置了價(jià)格上限(價(jià)格帽,見(jiàn)圖表9)。圖表92022年國(guó)內(nèi)部分現(xiàn)貨市場(chǎng)報(bào)價(jià)價(jià)格帽110,00011,500蒙西山西蒙西山西山東廣東甘肅1,5001,5001,500665001,0002,000來(lái)源∶各省電力交易中心,落基山研究所3,0004,0005,0006,0007,0008,0009,00010,000整體來(lái)看,除國(guó)網(wǎng)省間和蒙西外,國(guó)內(nèi)其他地區(qū)現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格偏低,而歐洲、美國(guó)現(xiàn)貨市場(chǎng)限價(jià)則更高。國(guó)內(nèi)與歐美存在價(jià)格帽限價(jià)差異的主要原因是定價(jià)機(jī)制不同,中國(guó)的價(jià)格帽根據(jù)最高可能出現(xiàn)的機(jī)組邊際成本進(jìn)行設(shè)定,歐美主要基于機(jī)會(huì)成本進(jìn)行定價(jià)。盡管價(jià)格帽的設(shè)置削弱了發(fā)電廠商行使市場(chǎng)力抬高價(jià)格的能力和動(dòng)力,也減輕了用電主體價(jià)格突增的風(fēng)險(xiǎn),同時(shí)降低了監(jiān)管的難度,但是削弱了現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格發(fā)現(xiàn)和資源調(diào)配的作用,抑制了對(duì)長(zhǎng)期投資的激勵(lì)作用,不利于虛展望未來(lái),中國(guó)將根據(jù)實(shí)際情況逐步放寬現(xiàn)貨市場(chǎng)限價(jià)幅度,價(jià)格帽將逐步提高。因?yàn)殡S著新能源比例的逐步上升,發(fā)用電平衡難度也將同時(shí)增大,這一點(diǎn)客觀要求現(xiàn)貨市場(chǎng)在價(jià)格發(fā)現(xiàn)方面發(fā)揮更大的作用。但國(guó)內(nèi)價(jià)格帽與國(guó)際水平比較大概率會(huì)持續(xù)維持在相對(duì)低的水平。理論上,即使90%左右的電量通過(guò)中長(zhǎng)期合同鎖定了價(jià)格,現(xiàn)貨市場(chǎng)對(duì)電能量市場(chǎng)價(jià)格形成仍將起到重要的作格。按照現(xiàn)貨市場(chǎng)的結(jié)算機(jī)制,中長(zhǎng)期交易價(jià)格向現(xiàn)貨市場(chǎng)靠攏,是規(guī)避中長(zhǎng)期合同風(fēng)險(xiǎn)的有效方式。因此,現(xiàn)貨市場(chǎng)中發(fā)現(xiàn)的電力價(jià)格和分時(shí)價(jià)格規(guī)律,將影響中/262023/26長(zhǎng)期交易的合約電價(jià)。未來(lái)幾年內(nèi),隨著中長(zhǎng)期分時(shí)段交易以及中長(zhǎng)期價(jià)格限制逐步放開(kāi),現(xiàn)貨市場(chǎng)在價(jià)格發(fā)現(xiàn)目前,中長(zhǎng)期交易的限價(jià)政策以及未普及分時(shí)段交易,仍限制著現(xiàn)貨市場(chǎng)充分發(fā)揮定價(jià)作用。從圖表10可以看西等省份現(xiàn)貨市場(chǎng)年度均價(jià)相對(duì)煤電基準(zhǔn)價(jià)上漲超過(guò)20%,而在用電緊張的月份(如7、8、9月),現(xiàn)貨市場(chǎng)均價(jià)比年均價(jià)更高出10%,但由于中長(zhǎng)期市場(chǎng)的20%上下浮限制,現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格無(wú)法完全有效傳遞至中長(zhǎng)期市場(chǎng),導(dǎo)致電能量?jī)r(jià)格的扭曲。同時(shí),在分時(shí)段中長(zhǎng)期未推廣階段,現(xiàn)貨市場(chǎng)發(fā)現(xiàn)的價(jià)格分布規(guī)律 (如光伏帶來(lái)的鴨形曲線)也難以在中長(zhǎng)期反映,對(duì)于合理平衡發(fā)用電需求,促進(jìn)靈活性資源參與調(diào)節(jié)的作用不明顯。圖表102022年國(guó)內(nèi)部分現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)情況煤0000來(lái)源∶蘭木達(dá)電力現(xiàn)貨,落基山研究所/272023/2708省間與區(qū)域現(xiàn)貨市場(chǎng)初見(jiàn)雛形,有望進(jìn)一步促進(jìn)可再生易規(guī)則(試行)》,規(guī)則提出了國(guó)網(wǎng)區(qū)域省內(nèi)現(xiàn)貨市場(chǎng)與省間現(xiàn)貨市場(chǎng)按照"統(tǒng)一市場(chǎng)、兩級(jí)運(yùn)作"的方式布置。相對(duì)省內(nèi)現(xiàn)貨市場(chǎng)的全電量出清模式,省間電力現(xiàn)貨市場(chǎng)采用的是增量電量出清模式,是在省間通道既有中長(zhǎng)期電量上的增量交易,以最大限度利用剩余省間通道,優(yōu)化提升省間比均達(dá)到約9成,切實(shí)促進(jìn)了可再生電力在更大范圍內(nèi)優(yōu)化消納。kWh,受持久高溫、用電需求增力短缺,省間現(xiàn)貨市場(chǎng)購(gòu)電需求增長(zhǎng)明顯,而送端省份由于保供壓力可外送能力減小,形成供不應(yīng)求的省間市場(chǎng)形勢(shì),推動(dòng)省間現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格大幅上漲。第三季度與國(guó)家電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)不同,南網(wǎng)區(qū)域通過(guò)建設(shè)一體化的區(qū)域電力市場(chǎng)實(shí)現(xiàn)省間電力交易,區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)是區(qū)試海南兩省區(qū)納入南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行范圍。供需緊張起到了有效作用。2022易最大功率達(dá)到1900萬(wàn)千瓦7,有效支援了缺電省份。同時(shí),跨省交易也搭建了省間電力價(jià)格流動(dòng)的橋梁,真實(shí)反映了電能的時(shí)空價(jià)值,電價(jià)日內(nèi)曲線呈現(xiàn)出明顯的單峰單谷特性,而年內(nèi)顯示出明顯的季節(jié)性差異,為全網(wǎng)電力資源優(yōu)化配置提供了全局價(jià)格信號(hào)。/282023/28難達(dá)到理論獲得容量補(bǔ)償,是儲(chǔ)能重要的收益來(lái)源。根據(jù)山東電力交易中MWMWh交易電量已超過(guò)2億千瓦時(shí)。但是,儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場(chǎng)交易,收益明顯普遍低于理論計(jì)算值,主要原因有三個(gè)∶·峰谷電價(jià)難以預(yù)測(cè)?，F(xiàn)貨市場(chǎng)中日內(nèi)電價(jià)峰谷差波動(dòng)較大,電價(jià)低值和高值事先預(yù)測(cè)難度大,新型儲(chǔ)能難以制定準(zhǔn)確的運(yùn)行策略,當(dāng)日儲(chǔ)能充放電價(jià)閾值設(shè)置不合適,可能導(dǎo)致新型儲(chǔ)能當(dāng)日錯(cuò)失充放電機(jī)會(huì),或者不能實(shí)現(xiàn)在電價(jià)最優(yōu)點(diǎn)充放電,導(dǎo)致儲(chǔ)能收益明顯低于理論收益。此外,未來(lái)隨著儲(chǔ)能資產(chǎn)增多,也將進(jìn)一步平滑日內(nèi)負(fù)荷曲線,大概率壓縮日內(nèi)電價(jià)峰谷差,從而進(jìn)一步限制儲(chǔ)能充放的收益幅度。平均峰谷電價(jià)差并無(wú)顯著高于儲(chǔ)能度電成本。根據(jù)圖表10,山東的年分時(shí)平均峰谷差僅略高于0.4元/kWh。據(jù)我們的行業(yè)調(diào)研,新型儲(chǔ)能中間磷酸鐵鋰目前度電成本最低,在0.45-0.65元/kWh,其它省份的年分時(shí)平均峰谷差也并無(wú)顯著高于儲(chǔ)能度電成本。同時(shí),儲(chǔ)能峰值電價(jià)具有尖峰特性,并不能保證儲(chǔ)能全部以尖峰電價(jià)放電,也造成儲(chǔ)能收益大打折扣。價(jià)時(shí)代,用戶側(cè)儲(chǔ)能一般按照晚低谷充電、早高峰放電;下午平段充電、晚高峰放電的"兩充兩放"模式進(jìn)行電價(jià)套利,以加快成本的快速回收。但新能源特別是光伏的快速發(fā)展,改型日基本只具備一充一放的條件,儲(chǔ)能成本回收周期將拉長(zhǎng)。隨著光伏更大規(guī)模發(fā)展,未來(lái)日內(nèi)單次充放將是長(zhǎng)期運(yùn)行模式。電量(TWh)會(huì)用電量比例電量(TWh)會(huì)用電量比例商業(yè)用戶逐漸全面進(jìn)入電力市場(chǎng),市場(chǎng)交易電量大幅提高。我們預(yù)計(jì),2023年市場(chǎng)化交易電量將同比增長(zhǎng)14%,達(dá)到60000億千瓦時(shí)左右,占全社會(huì)用電量65%,持續(xù)創(chuàng)下新高。-2023年市場(chǎng)化交易電量及占比市場(chǎng)交易電量占比002017201820192020202120222023e%50%40%30%0%0來(lái)源∶中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì),落基山研究所在市場(chǎng)交易電量中,絕大部分都是用電主體通過(guò)售電公司代理購(gòu)電,其次是通過(guò)電網(wǎng)企業(yè)的代理購(gòu)售電,剩下為然選擇直接在批發(fā)市場(chǎng)購(gòu)電的大工業(yè)用戶。2023年,我們預(yù)計(jì)這三部分交易電量占全社會(huì)和5%左右的水平。未來(lái),我們認(rèn)為售電公司代理購(gòu)電比例會(huì)進(jìn)一步提高。電網(wǎng)代理購(gòu)售電仍然是目前眾多中小型工商業(yè)企業(yè)的電網(wǎng)代理購(gòu)售電范圍,由售電公司進(jìn)行代理是大勢(shì)所趨,我們預(yù)計(jì)到2025年目前由電網(wǎng)公司代理的工商業(yè)用戶將基本實(shí)現(xiàn)大工業(yè)用戶轉(zhuǎn)向由更為專業(yè)的售電公司進(jìn)行代理購(gòu)電。2023電力市場(chǎng)化改革洞察:面向市場(chǎng)參與者的20大趨勢(shì)/29/302023/3011售電公司"洗牌"持續(xù),短期內(nèi)發(fā)售一體企業(yè)優(yōu)勢(shì)維持,售電公司雖然將迎來(lái)總體代理購(gòu)電規(guī)模進(jìn)一步擴(kuò)大的利好,但也將受到更嚴(yán)格的監(jiān)管。受到電力市場(chǎng)化改革利好的刺激,2016年以來(lái),售電公司數(shù)量井噴式增長(zhǎng),從當(dāng)年5月份的559家急劇增至年底的5410家,但由于電力市場(chǎng)法》,與原有規(guī)則相比,新辦法更加注重對(duì)售電公司的風(fēng)險(xiǎn)管理,對(duì)連續(xù)3年未在任一行政區(qū)域開(kāi)展售電業(yè)務(wù)的售加強(qiáng)管理,售電業(yè)務(wù)經(jīng)歷了一輪"洗牌"。2022年8月,因三年內(nèi)未開(kāi)展業(yè)務(wù)等原因,廣東266家售電公司被強(qiáng)制退全省比例近45%。這僅是中國(guó)售電公司主體變遷的一個(gè)縮影,而根據(jù)北京電力交易中心網(wǎng)站,2022從嚴(yán),售電公司也將迎來(lái)更激烈的競(jìng)爭(zhēng)和淘汰。現(xiàn)貨市場(chǎng)的推廣要求售電公司降低運(yùn)營(yíng)成本,并提升價(jià)格預(yù)測(cè)和風(fēng)險(xiǎn)管理能力,通過(guò)更低的電價(jià)和更好的服務(wù)爭(zhēng)取客戶,采用中間商掙差價(jià)的商業(yè)模式將難以維系。預(yù)風(fēng)險(xiǎn)管理能力和客戶服務(wù)能力的售電公司將做大做強(qiáng),而簡(jiǎn)單依靠掙差價(jià)的售電公司將逐步消亡。業(yè)技術(shù)、客戶渠道等先天優(yōu)勢(shì),發(fā)電央(國(guó))企在售電公司中占有重要地位,它們構(gòu)建了發(fā)電-售電一體化的模式,、國(guó)電電力售電營(yíng)收均超過(guò)千億元,居于售電公司營(yíng)收展望更長(zhǎng)遠(yuǎn)的未來(lái),隨著現(xiàn)貨市場(chǎng)推進(jìn)、風(fēng)控要求提高,我們判斷售電公司單一的代理購(gòu)售電模式將向更多其它增值業(yè)務(wù)擴(kuò)展,增值業(yè)務(wù)成為主要的利潤(rùn)增長(zhǎng)點(diǎn),主要的增值模式包括∶充分識(shí)別代理用戶的負(fù)荷特性,增強(qiáng)代理用戶之間用電曲線互補(bǔ)性,形成更優(yōu)的現(xiàn)貨市場(chǎng)報(bào)價(jià)策略,能提升防控電價(jià)風(fēng)險(xiǎn)的能力,降低用戶側(cè)的購(gòu)電成本;有效組織代理的用戶側(cè)靈活性資源特別是分布式儲(chǔ)能和電動(dòng)汽車,建立靈活的虛擬電廠商業(yè)模式,參與現(xiàn)貨獲得額外收益;在用戶側(cè)擴(kuò)展能源數(shù)字化管理、設(shè)備代運(yùn)維、分布式能戶痛點(diǎn)問(wèn)題的基礎(chǔ)上,將對(duì)售電公司專業(yè)能力提出非常高的要求。/312023/31江省電力零售套餐為例,主要分為固定價(jià)格套·固定價(jià)格套餐是指售電公司與零售用戶約定固定結(jié)算價(jià)格的零售套餐。固定價(jià)格套餐能為用電客戶有效控制電價(jià)風(fēng)險(xiǎn),批發(fā)市場(chǎng)價(jià)格上漲時(shí),無(wú)需承擔(dān)漲價(jià)風(fēng)險(xiǎn),但下降時(shí)也無(wú)法享受降價(jià)收益。該套餐下用戶電價(jià)波動(dòng)?！ぴ诒壤殖商撞椭?售電公司與零售用戶約定分成基準(zhǔn)價(jià)和分成比例,參照月度交易均價(jià)進(jìn)行收益分享、風(fēng)險(xiǎn)共擔(dān)的零售套餐。該套餐特點(diǎn)是合同期內(nèi)電價(jià)隨市場(chǎng)價(jià)格變動(dòng),批發(fā)市場(chǎng)價(jià)格上漲時(shí),承擔(dān)部分漲價(jià)風(fēng)險(xiǎn);·在市場(chǎng)價(jià)格聯(lián)動(dòng)套餐中,售電公司與零售用戶在交易均價(jià)基礎(chǔ)上約定上浮費(fèi)用或下浮費(fèi)用作為交易結(jié)算價(jià)格隨著現(xiàn)貨市場(chǎng)的深入推進(jìn),批發(fā)市場(chǎng)上的價(jià)格波動(dòng)加大,盡管售電公司可以通過(guò)專業(yè)化運(yùn)作以及代理用戶的調(diào)節(jié)作用,降低一定的市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn),但成本側(cè)風(fēng)險(xiǎn)的增大仍不容忽視。未來(lái),售電公司的套餐設(shè)計(jì)將更多反映價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)因素,根據(jù)用戶不同的風(fēng)險(xiǎn)偏好,提供不同的套餐模式,在價(jià)格方面需考慮一定的風(fēng)險(xiǎn)溢價(jià),即用戶由于規(guī)避價(jià)價(jià)格波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn),定價(jià)將在平均定價(jià)基礎(chǔ)上增加風(fēng)險(xiǎn)溢價(jià)。而市場(chǎng)價(jià)格聯(lián)動(dòng)套餐使現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格信號(hào)有效傳遞至用戶側(cè),能促進(jìn)用戶側(cè)管理用電習(xí)慣,平抑電力系統(tǒng)的供需波動(dòng),是政策鼓勵(lì)的套餐方式,不需要支付風(fēng)險(xiǎn)溢價(jià)。而比例分成套餐實(shí)現(xiàn)風(fēng)險(xiǎn)共擔(dān),助服務(wù)市場(chǎng)13新版"兩個(gè)細(xì)則"呼應(yīng)新型電力系統(tǒng)建設(shè),新增適應(yīng)新2021年3月,中國(guó)提出建設(shè)"新型電力系統(tǒng)",以應(yīng)對(duì)新能源發(fā)展帶來(lái)的電力平衡和電網(wǎng)運(yùn)行安全問(wèn)題。構(gòu)建更加完善的輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制和市場(chǎng)交易機(jī)制,對(duì)于解決新型電力系統(tǒng)諸多問(wèn)題具有非常積極的意義。2021年底,國(guó)家能源局發(fā)布了新版《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》(以下簡(jiǎn)稱"兩個(gè)細(xì)則"),這是自2006年以來(lái)進(jìn)行的首次修訂。修訂"兩個(gè)細(xì)則"是為了適應(yīng)新能源大規(guī)模發(fā)展和電力市場(chǎng)化改革加快的現(xiàn)實(shí)需要,對(duì)于增加電網(wǎng)急需的輔助服務(wù)品種,擴(kuò)大輔助服務(wù)參與主體范圍,建立更加公平的分?jǐn)偦蛘呤袌?chǎng)化機(jī)制具有重大的意義。"兩個(gè)細(xì)則"發(fā)布后,2022年南方、華東、華北、西北等區(qū)域都根據(jù)"兩個(gè)細(xì)則"的基本原則修改了輔助服務(wù)實(shí)施細(xì)則,重新確定了輔助服務(wù)的整體框架。隨著電力系統(tǒng)中新能源和電力電子設(shè)備比重大幅增加,傳統(tǒng)輔助服務(wù)(如調(diào)頻等)需求增加的同時(shí),需要新增輔助服務(wù)品種∶新能源的出力波動(dòng)性問(wèn)題,可能帶來(lái)某些時(shí)段電力系統(tǒng)發(fā)用電嚴(yán)重不平衡,如黃昏時(shí)段光伏整體快速降出力導(dǎo)致電網(wǎng)發(fā)電不足,需要配套爬坡輔助服務(wù)品種,以激勵(lì)各主體快速升出力;隨著新能源大規(guī)模替代常規(guī)同步電源,電力電子設(shè)備并網(wǎng)比例進(jìn)一步增加,將降低電網(wǎng)同步轉(zhuǎn)動(dòng)慣量,帶來(lái)頻率穩(wěn)定性下降問(wèn)題,需要建立慣量輔助服務(wù)品種,支持新能源滲透率較高的時(shí)段,具有轉(zhuǎn)動(dòng)慣量的主體盡可能并網(wǎng)運(yùn)行,以提供響應(yīng)系統(tǒng)頻率變化率的快速正阻尼。2023電力市場(chǎng)化改革洞察:面向市場(chǎng)參與者的20大趨勢(shì)/32/332023/33展,其他輔助服務(wù)品種補(bǔ)償機(jī)制優(yōu)化調(diào)整購(gòu)買輔助服務(wù)主要采用兩種方式,一種是由各區(qū)域"兩個(gè)細(xì)則"(主要是輔助服務(wù)實(shí)施細(xì)則)確定的固定補(bǔ)償方式;另一種是市場(chǎng)化方式,如AGC調(diào)頻、備用等具備市場(chǎng)化條件的輔助服務(wù)品種,各輔助服務(wù)提供主體通過(guò)市場(chǎng)服務(wù)品種以及覆蓋區(qū)域較少,仍以固定補(bǔ)償為主。根據(jù)電力市場(chǎng)化改革整體要求,當(dāng)具備市場(chǎng)化條件時(shí),固定補(bǔ)償?shù)妮o助服務(wù)將逐步轉(zhuǎn)為市場(chǎng)化交易。調(diào)峰輔助服務(wù)將逐步與現(xiàn)貨市場(chǎng)并軌個(gè)區(qū)域都出臺(tái)了對(duì)調(diào)峰服務(wù)的固定補(bǔ)償,華北、南方等區(qū)域,湖南、福市場(chǎng)中采用了調(diào)峰容量(按調(diào)節(jié)能力)、調(diào)峰電量(按實(shí)際調(diào)峰調(diào)用的電量)兩種交易方式。調(diào)峰服務(wù)衡量的是電力在不同時(shí)段上的價(jià)格差異,但現(xiàn)貨市場(chǎng)建立后可以更好地反映不同時(shí)段的電力價(jià)格差異,調(diào)峰服務(wù)與現(xiàn)貨市場(chǎng)融合勢(shì)在必行。新版《電力輔助服務(wù)管理辦法》也適時(shí)提出"現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行期間,原則上不再設(shè)置與現(xiàn)貨市場(chǎng)并行的調(diào)峰輔助服務(wù)品種",各區(qū)域的輔助服務(wù)實(shí)施細(xì)則中也提出類似原則,國(guó)家能源局在《電力現(xiàn)貨市場(chǎng)基本規(guī)則(征求意見(jiàn)稿)》中要求"加強(qiáng)現(xiàn)貨市場(chǎng)與調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)融合"。隨著現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)推進(jìn)與完善,調(diào)峰輔助服務(wù)將逐步退出。根據(jù)當(dāng)前現(xiàn)貨市場(chǎng)推進(jìn)進(jìn)度,預(yù)計(jì)第一批現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)地區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)將于2024年之前與現(xiàn)貨市場(chǎng)并軌;而第二批現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)地區(qū)將在2025年實(shí)現(xiàn)與調(diào)峰輔助服務(wù)的并軌。2022年,各地區(qū)加快了市場(chǎng)化輔助服務(wù)的進(jìn)程,除調(diào)峰外,當(dāng)前已開(kāi)展市場(chǎng)化實(shí)踐的輔助服務(wù)品種包括調(diào)頻輔助服務(wù)、備用輔助服務(wù),部分地區(qū)(如廣東)為了促進(jìn)需求側(cè)靈活性電源參與輔助服務(wù)的積極性,對(duì)需求側(cè)資源建立了獨(dú)立的輔助服務(wù)市場(chǎng)。方式,調(diào)整有功出力減少頻率偏差所提供的服務(wù)。按照原有調(diào)頻市場(chǎng)的劃分,一般將一次調(diào)頻作為無(wú)償調(diào)節(jié),二次AGCAPC場(chǎng)化的比例較高,南方區(qū)域、山西、組一般按照綜合調(diào)頻性能情況確定出清順序。其中,電化學(xué)儲(chǔ)能等快速調(diào)節(jié)電源具有明顯的調(diào)頻優(yōu)勢(shì),而風(fēng)電、光伏等新能源調(diào)頻性能較差。速調(diào)節(jié)作用,南方、華東等區(qū)域逐步將一次調(diào)頻根據(jù)理論動(dòng)作積分電量的大小進(jìn)行分別處理,如將理論動(dòng)作積分電量低于70%的一次調(diào)頻部分仍作為無(wú)償調(diào)節(jié),大于70%部分作為有償調(diào)節(jié),有效提升機(jī)組參與一次調(diào)頻的積極,9區(qū)域備用輔助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)加速。備用輔助服務(wù)是指為保證電力系統(tǒng)可靠供電,并網(wǎng)主體通過(guò)預(yù)留調(diào)節(jié)能力,在電網(wǎng)發(fā)電不足時(shí)響應(yīng)調(diào)度指令增加出力的輔助服務(wù)行為。根據(jù)國(guó)內(nèi)電網(wǎng)的物理特性,建設(shè)區(qū)域備用市場(chǎng)更經(jīng)濟(jì),用市/34202/34日前交易過(guò)程中,服務(wù)買方省級(jí)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)申報(bào)次日備用需求曲線,服務(wù)賣方機(jī)組按照備用預(yù)留范圍進(jìn)行分檔定備用電量報(bào)價(jià)、備用容量調(diào)用報(bào)價(jià)不超過(guò)所在省級(jí)電網(wǎng)代理購(gòu)電價(jià)格的1.2倍,備日前跨省交易基礎(chǔ)上,南網(wǎng)總調(diào)根據(jù)各省日內(nèi)電力平衡和備用容量情況,組織跨省備用容量調(diào)整,調(diào)整情況事后新版"兩個(gè)細(xì)則"增加了轉(zhuǎn)動(dòng)慣量和爬坡輔助服務(wù)。2022年,南方區(qū)域、華北區(qū)域均已經(jīng)啟動(dòng)轉(zhuǎn)動(dòng)慣量補(bǔ)償,但和西北區(qū)域,均已啟動(dòng)了轉(zhuǎn)動(dòng)慣量和爬坡輔助服務(wù)。隨著新能源更大規(guī)模發(fā)助服務(wù)具備市場(chǎng)化的條件,未來(lái)將逐步進(jìn)入市場(chǎng)。無(wú)功補(bǔ)償方面,由于新能源缺乏無(wú)功和電壓支撐能力,未來(lái)無(wú)功補(bǔ)償?shù)男枨髸?huì)持續(xù)增加,需要優(yōu)化無(wú)功輔助服務(wù)的補(bǔ)償方式,提升無(wú)功補(bǔ)償?shù)牧Χ?。由于無(wú)功就近平衡的特性,無(wú)功補(bǔ)償輔助服務(wù)預(yù)期將保持非市場(chǎng)化或有限市場(chǎng)化的補(bǔ)償形式。專欄專欄2廣東需求響應(yīng)輔助服務(wù)隨著電力系統(tǒng)發(fā)用電平衡難度增大,促進(jìn)需求響應(yīng)參與輔助服務(wù)非常必要。但在一般的輔助服務(wù)市場(chǎng)上,由于競(jìng)價(jià)限制明顯,不足以激勵(lì)需求側(cè)資源參與響應(yīng);同時(shí)也因?yàn)樾枨髠?cè)資源顆粒度小,難以響應(yīng)調(diào)度的指令。為了促進(jìn)需求側(cè)的參與,2022年4月,廣東電力交易中心發(fā)布《廣東省市場(chǎng)化需求響應(yīng)實(shí)施細(xì)則(試行)》,通過(guò)更高的價(jià)格激勵(lì)以及負(fù)荷聚合等方式,促進(jìn)需求側(cè)資源進(jìn)入電網(wǎng)調(diào)節(jié)。廣東需求響應(yīng)市場(chǎng)具有以下特點(diǎn)∶一是大幅擴(kuò)大了響應(yīng)主體,擴(kuò)展至具備直控能力的直控型虛擬電廠(10兆瓦以上)和非直控型虛擬電廠(0.3MW以上);二是主要針對(duì)需求響應(yīng)的削峰作用,體現(xiàn)需求響應(yīng)在提升電力系統(tǒng)安等多方式的結(jié)算方式,既建立長(zhǎng)效穩(wěn)定收益方式促進(jìn)需求響應(yīng)的投入,又通過(guò)即時(shí)競(jìng)價(jià)方式激勵(lì)需求響應(yīng)資源的充分動(dòng)作。作,盡管也采用了競(jìng)價(jià)模式,但仍停留在當(dāng)?shù)貭I(yíng)銷專項(xiàng)工作層面,并未形成連續(xù)運(yùn)行的市場(chǎng)機(jī)制。隨著電力系統(tǒng)靈活性資源稀缺性更加明顯,需求響應(yīng)市場(chǎng)化程度將提升。/352023電力市場(chǎng)化改革洞察/35,服務(wù)成本開(kāi)始向下游傳導(dǎo)車充電網(wǎng)絡(luò)等新型主體,只要能夠響應(yīng)電力調(diào)度指令都可以參與輔助服務(wù)調(diào)節(jié),主體擴(kuò)維能有效調(diào)動(dòng)負(fù)荷側(cè)的靈活性資源,大幅降低整體輔助服務(wù)成本。輔助服務(wù)準(zhǔn)入門檻將逐步降低,包括更多主體種類、更低的裝機(jī)規(guī)模要求、以及在調(diào)度關(guān)系上限制將越來(lái)越少,但是不同輔助服務(wù)品種適應(yīng)的主體又各有差異∶調(diào)峰輔助服務(wù)(與現(xiàn)貨要求新能源配置調(diào)節(jié)裝置后參與一次調(diào)頻和二次調(diào)頻;爬坡輔助服務(wù)適用于常規(guī)電源、新型儲(chǔ)能等;轉(zhuǎn)動(dòng)慣量適用于常專欄3專欄3各區(qū)域輔助服務(wù)參與主體南方區(qū)域,包括風(fēng)電(大于10MW)、光伏(大于10MW)、新型儲(chǔ)能(10MW/1小時(shí)以上)和直控型可調(diào)節(jié)負(fù)荷(不MWMW于1小時(shí))都增加進(jìn)入?yún)⑴c輔助服務(wù)的范圍,調(diào)度層級(jí)上條件,可以從電源側(cè)、負(fù)荷側(cè)獨(dú)立出來(lái),按照公用電儲(chǔ)能方式參與并網(wǎng)運(yùn)行考核和輔助服務(wù)補(bǔ)償。自構(gòu)指令的傳統(tǒng)高載能工業(yè)負(fù)荷、工商業(yè)可中斷負(fù)擬電廠等形式聚合)。以前,輔助服務(wù)費(fèi)用僅在發(fā)電側(cè)進(jìn)行分?jǐn)偱c補(bǔ)償,是發(fā)電側(cè)基于"獎(jiǎng)優(yōu)罰劣"的零和游戲,且獎(jiǎng)懲力度并未準(zhǔn)確反映輔助服務(wù)的稀缺性,既難以激發(fā)發(fā)電側(cè)參與輔助服務(wù)的積極性,更難以調(diào)動(dòng)其他更廣泛的資源進(jìn)入調(diào)節(jié)。新版"兩個(gè)細(xì)則"確立了市場(chǎng)化補(bǔ)償形成機(jī)制以及建立電力用戶參與的電力輔助服務(wù)分擔(dān)共享機(jī)制,電費(fèi)賬單中單獨(dú)列支電力輔助服務(wù)費(fèi)用,實(shí)現(xiàn)了輔助服務(wù)費(fèi)用向用戶側(cè)的疏導(dǎo)。輔助服務(wù)成本的時(shí)候,盡量考慮合理的分配對(duì)象。南方區(qū)域規(guī)定,主要由新能源快速降出力帶來(lái)的爬坡補(bǔ)償費(fèi)用由新能源發(fā)電企業(yè)按照預(yù)測(cè)偏差比例分?jǐn)?直控型可調(diào)節(jié)負(fù)荷參與的調(diào)峰(削峰)補(bǔ)償費(fèi)用由市場(chǎng)化電力用戶按當(dāng)月實(shí)際用電量進(jìn)行分?jǐn)?而其他品種補(bǔ)償費(fèi)用由發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體和市場(chǎng)化電力用戶按照輔助服務(wù)費(fèi)用;為特定/362023/3616輔助服務(wù)市場(chǎng)利好新型儲(chǔ)能,但難以成為其主要收入東省新型儲(chǔ)能參與調(diào)峰,可以獲得0.792元/kWh的補(bǔ)償;廣西新型儲(chǔ)能參與調(diào)峰,補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)約為0.396元/kWh;通過(guò)市場(chǎng)化方式向用戶側(cè)疏導(dǎo),將部分解決新型儲(chǔ)能商業(yè)模式不健全的問(wèn)題。由于以電化學(xué)儲(chǔ)能力,能在輔助服務(wù)市場(chǎng)或者固定補(bǔ)償中獲得較大的份額。當(dāng)前,在山西、廣東的調(diào)頻市場(chǎng)上,均有電化學(xué)儲(chǔ)能電站獲得良好收益的案例。根據(jù)國(guó)家能源局的解讀,電力輔助服務(wù)費(fèi)用可能達(dá)到全社會(huì)總電費(fèi)的3%以上13,市場(chǎng)空間巨大,對(duì)于新型儲(chǔ)能的發(fā)展將形成較大支撐。但是輔助服務(wù)只能作為新型儲(chǔ)能收入的部分來(lái)源。一方面,輔助服務(wù)需求與電量增長(zhǎng)非線性關(guān)聯(lián),市場(chǎng)規(guī)模有限;另一方面,輔助服務(wù)市場(chǎng)本身存在很大的競(jìng)爭(zhēng),可調(diào)節(jié)負(fù)荷、火電靈活性改造等投資較低的輔助服務(wù)資源的進(jìn)入,對(duì)新型儲(chǔ)能造成很大的替代風(fēng)險(xiǎn)。新型儲(chǔ)能在輔助服務(wù)市場(chǎng)中獲得絕對(duì)競(jìng)爭(zhēng)力,仍取決于技術(shù)的成熟與成本的快速下降,以及調(diào)節(jié)要求(如響應(yīng)速度、調(diào)節(jié)速度等)的進(jìn)一步提高。份山東和廣東作為電力市場(chǎng)化改革的首批現(xiàn)貨試點(diǎn)省份,率先在全國(guó)范圍內(nèi)建立了容量機(jī)制,以保障電力系統(tǒng)的容性。14,15兩省目前的容量機(jī)制均屬于固定容量補(bǔ)償模式,通過(guò)從用戶側(cè)按照用電量(單位∶kWh)收取固定容量費(fèi),然后在發(fā)電側(cè)按照有效容量(單位∶kW)進(jìn)行分?jǐn)傃a(bǔ)償。相比較而言,在發(fā)電側(cè),山東的容量補(bǔ)償對(duì)象不限于火電機(jī)組,儲(chǔ)能和風(fēng)光新能源也被納入其中;在用電側(cè),山東對(duì)工商業(yè)用戶全電量收取補(bǔ)償電費(fèi),而廣東僅零邊際成本的新能源大規(guī)模進(jìn)入現(xiàn)貨市場(chǎng)的趨勢(shì)下,國(guó)內(nèi)推廣容量機(jī)制的意義在于對(duì)現(xiàn)貨市場(chǎng)的補(bǔ)充_通過(guò)給予邊際成本較高出清困難、但能提供系統(tǒng)充裕性的機(jī)組一定程度的固定成本補(bǔ)償,使其有經(jīng)濟(jì)性地留在電力市場(chǎng)中、在電力短缺時(shí)提供向上調(diào)節(jié)能力。以山東為例(圖表12),伴隨"十三五"期間波動(dòng)性新能源的大量并網(wǎng),煤電利用小時(shí)數(shù)在2016至2020年間震蕩下探6.2%;尤其從2021開(kāi)始,山東電力現(xiàn)貨啟動(dòng)不間斷試運(yùn)行,全部煤電和新能源機(jī)組進(jìn)入市場(chǎng),煤電小時(shí)數(shù)繼續(xù)降低到4361小時(shí)(2022年)。在此背景下,山東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)容量補(bǔ)松時(shí)可以選擇停機(jī)備用、維持基本開(kāi)銷,而在迎峰度夏度冬等電力供需緊張期間并網(wǎng)運(yùn)行,達(dá)到保供目的。圖表12"十三五"和"十四五"初期山東煤電、風(fēng)光發(fā)電情況對(duì)比風(fēng)電發(fā)電量占比光伏發(fā)電量占比煤電利用小時(shí)數(shù)16%002016201720182019202020212022來(lái)源∶中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì),落基山研究所2023電力市場(chǎng)化改革洞察:面向市場(chǎng)參與者的20大趨勢(shì)/37/382023電力市場(chǎng)化改革洞察/38流,且有望進(jìn)一步分時(shí)段細(xì)化十四五期間,行政定價(jià)的容量補(bǔ)償模式仍會(huì)是最可能推廣的容量機(jī)制。國(guó)內(nèi)電能量市場(chǎng)仍處于試運(yùn)行階段,如果機(jī)制電及水電等充裕性電源建設(shè)仍為行政手段主導(dǎo),尚不需要容量市場(chǎng)傳遞產(chǎn)能擴(kuò)張的投資信號(hào)。鑒于系統(tǒng)充裕性問(wèn)題已經(jīng)在局部地區(qū)顯現(xiàn),綜合考慮電力市場(chǎng)成熟度和用戶側(cè)價(jià)格波動(dòng)承受能力,行政定價(jià)的容量補(bǔ)償模式是短期內(nèi)符合現(xiàn)實(shí)需要且易于執(zhí)行的容量機(jī)制。具體而言,容量補(bǔ)償水平將參考充裕性機(jī)組的固定成本進(jìn)行核算,且有望根據(jù)電網(wǎng)供需狀況進(jìn)一步分時(shí)段細(xì)化。例如,山東基于已有火電機(jī)組的固定成本,于2020年核定從用戶側(cè)收取的容量補(bǔ)償電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)為0.0991元/kWh(含稅)。而從2023年起,山東引入基于峰荷責(zé)任法的容量補(bǔ)償電價(jià)收取方式,將用戶側(cè)原有的固定容量費(fèi)率細(xì)化量費(fèi)率(圖表13)。16此舉旨在引導(dǎo)電力用戶削峰填谷、錯(cuò)峰用電,改善電網(wǎng)供需狀況,而分時(shí)峰谷價(jià)格系數(shù)及執(zhí)行時(shí)段預(yù)計(jì)將根據(jù)省內(nèi)現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格信號(hào)以年度為單位進(jìn)行調(diào)整。圖表13山東基于峰荷責(zé)任法的容量補(bǔ)償費(fèi)率(2023年起)與原費(fèi)率對(duì)比冬季(1和12月)春季(2-5月)夏季(6-8月)秋季(9-11月)001234567891011121314151617181920212223小時(shí)來(lái)源∶國(guó)網(wǎng)山東電力公司,落基山研究所中遠(yuǎn)期(自2030年左右起),在電能量市場(chǎng)不斷成熟和高比例可再生能源接入的前提下,容量機(jī)制可轉(zhuǎn)向容量市場(chǎng)等經(jīng)濟(jì)效率更高的市場(chǎng)競(jìng)價(jià)模式。Tmi.0Tg/392023Tmi.0Tg/39量市場(chǎng)發(fā)展趨勢(shì)除山東和廣東容量機(jī)制外,圖表14所列的其他機(jī)制均屬于調(diào)節(jié)容量輔助服務(wù)市場(chǎng)的范疇,了解其推出的背景和目的有背景下,通過(guò)市場(chǎng)手段對(duì)煤電機(jī)組進(jìn)行補(bǔ)償紓困的一種方法,同時(shí)為新能源提供了額外的"配儲(chǔ)"途徑。伴隨風(fēng)、光等新和西北地區(qū)近年來(lái)均面臨新能源棄電率高升、電網(wǎng)消納能力不足的問(wèn)題,而調(diào)峰/解決這一問(wèn)題。與容量電價(jià)機(jī)制相反,調(diào)峰/調(diào)節(jié)容量市場(chǎng)激勵(lì)的是機(jī)組向下調(diào)節(jié)的能靈活性改造和相關(guān)靈活性資源建設(shè)。因此,這一機(jī)制很可能在新能源占比較大、煤電靈活性改造滯后的地區(qū)得到進(jìn)一步推廣。圖表14各省容量?jī)r(jià)格機(jī)制和調(diào)節(jié)容量輔助服務(wù)市場(chǎng)對(duì)比iii策發(fā)包含"容量"機(jī)制山東,2020.4(第一版)2022.11(最新版)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)容量補(bǔ)償促進(jìn)發(fā)電機(jī)組收回容量成本賣方∶火電,儲(chǔ)能,風(fēng)電,光伏∶全體工商業(yè)用戶用戶側(cè)全電量按分時(shí)段費(fèi)率收取容量補(bǔ)償,發(fā)電側(cè)按機(jī)組有效容量分?jǐn)傃a(bǔ)償;月度結(jié)算省發(fā)改委核定,現(xiàn)行補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.0991元/千瓦時(shí) (含稅)廣東,2020.11電力市場(chǎng)容量補(bǔ)償費(fèi)用促進(jìn)市場(chǎng)化機(jī)組固定成本回收,保障電力系統(tǒng)長(zhǎng)期容量的充裕性賣方∶燃煤和燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組用戶側(cè)中長(zhǎng)期合約外電量按固定費(fèi)率收取容量補(bǔ)償,發(fā)電側(cè)按機(jī)組有效容量分?jǐn)傃a(bǔ)償;月度結(jié)算省能源局核定服務(wù)市場(chǎng)云南,2022.12 煤電調(diào)節(jié)容量市場(chǎng)疏導(dǎo)煤電企業(yè)成本,拓寬新能源配套儲(chǔ)能解決途徑賣方∶煙煤無(wú)煙煤發(fā)電機(jī)組∶風(fēng)電和光伏電站雙邊協(xié)商,燃煤機(jī)組額定容量的40%參與交易,鼓勵(lì)配儲(chǔ)不足10%的風(fēng)光電站購(gòu)買買賣雙方在220元/(千瓦·年)±30%區(qū)間范圍內(nèi)自主協(xié)商形成;未購(gòu)買調(diào)節(jié)容量且未配儲(chǔ)能的新能源項(xiàng)目按清潔能源市場(chǎng)交易均價(jià)的90%結(jié)算華北電網(wǎng)(京津調(diào)峰容量市場(chǎng)促進(jìn)火電靈活性改造,促進(jìn)新能源消納買方∶風(fēng)電,光伏,未中標(biāo)火電機(jī)組市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)機(jī)構(gòu)計(jì)算調(diào)峰容量需求;賣方單邊競(jìng)價(jià)、邊際出清;買方分?jǐn)偝袚?dān)費(fèi)用;日清月結(jié)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)機(jī)構(gòu)核定申報(bào)價(jià)格上下限,賣方在價(jià)格區(qū)間內(nèi)單邊競(jìng)價(jià)形成邊際出清價(jià)甘肅,2022.9(征求意見(jiàn)稿)19調(diào)峰容量市場(chǎng)交易補(bǔ)償火電機(jī)組靈活性改造成本和電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能投資建設(shè)成本賣方∶火電機(jī)組,電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能買方∶風(fēng)電,光伏,水電,未中標(biāo)火電機(jī)組,市場(chǎng)化用戶西北電網(wǎng),2022.11(征求意靈活調(diào)節(jié)容量市場(chǎng)促進(jìn)靈活調(diào)節(jié)資源建設(shè),促進(jìn)新能源消納節(jié)負(fù)荷來(lái)源∶各省區(qū)能源主管單位,落基山研究所iii截至2022年底,全國(guó)共有六個(gè)省份或區(qū)域推出了包含"容量"的電力市場(chǎng)機(jī)制,但許多機(jī)制雖然名為"容量",根據(jù)其建立目的和運(yùn)行方式分析,并不應(yīng)納19多種儲(chǔ)能資產(chǎn)或?qū)⒅匦录{入成本核算范圍,輸配電價(jià)繼省級(jí)輸配電價(jià)以三年為一個(gè)監(jiān)管周期,目前第二監(jiān)管周期(2020-2022)已經(jīng)結(jié)束。對(duì)比前兩個(gè)監(jiān)管周期的輸配kV020年的政府工作報(bào)告中費(fèi)和輸配電價(jià)格。圖表15中展示了兩個(gè)監(jiān)管周期間的輸配電價(jià)調(diào)整情況。圖表15第二輪省級(jí)輸配電價(jià)核定較第一輪核定調(diào)整匯總不滿1kV200kV10% 陜甘寧青新西肅陜甘寧青新西肅夏海疆廣廣云貴海東西南州南四重川慶河湖湖江南北南西海蘇徽江建來(lái)源∶國(guó)家發(fā)改委21,落基山研究所2023電力市場(chǎng)化改革洞察:面向市場(chǎng)參與者的20大趨勢(shì)/40Tmi.0Tg/41202Tmi.0Tg/41公布。儲(chǔ)能資產(chǎn)是否納入輸配電成本核算,將是左右新周期費(fèi)率的因素之一。根據(jù)"準(zhǔn)許成本加合理收益"的原則,準(zhǔn)許成本的變動(dòng)息來(lái)看,抽水蓄能和電網(wǎng)替代型儲(chǔ)能iV的容量電費(fèi)部分都可能融入到輸配電價(jià)中,輸配電價(jià)進(jìn)一步下探的空間會(huì)縮小?！ぴ诘谝缓偷诙O(jiān)管周期期間,有多次關(guān)于抽水蓄能和新型儲(chǔ)能是否納入輸配電成本核算范圍的政策變動(dòng)和討此后暫緩了相關(guān)投資?！?021年4月,抽水蓄能價(jià)格新政23發(fā)布,政府核定的抽水蓄能容量電價(jià)對(duì)應(yīng)的容量電費(fèi)由電網(wǎng)企業(yè)支付,納入省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)回收,在核定省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)時(shí)統(tǒng)籌考慮未來(lái)三年新投產(chǎn)抽水蓄能電站容量電費(fèi)。此外,第二監(jiān)管周期內(nèi)陸續(xù)投產(chǎn)的抽水蓄能電站,其容量電費(fèi)將會(huì)在核定第三監(jiān)管周期省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)時(shí)統(tǒng)籌考慮。此后,國(guó)家電網(wǎng)陸續(xù)重啟抽蓄投資,并明確表示未來(lái)將大力推進(jìn)抽蓄電站建設(shè)。24·2022年,新型儲(chǔ)能容量電價(jià)機(jī)制進(jìn)一步發(fā)展。國(guó)家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和電網(wǎng)替代型儲(chǔ)能設(shè)施成本收益納入輸配電價(jià)回收。電網(wǎng)替代型儲(chǔ)能的容量電能通過(guò)輸配電價(jià)疏導(dǎo)。iv電網(wǎng)替代型儲(chǔ)能是指儲(chǔ)能設(shè)施通過(guò)存儲(chǔ)電力并在電網(wǎng)需求高峰時(shí)釋放電力,以替代傳統(tǒng)電網(wǎng)的峰谷電力調(diào)節(jié),從而提高電網(wǎng)的容量。/422023/42增量配網(wǎng)改革的主要目的是引入非國(guó)有電網(wǎng)公司的社會(huì)資本進(jìn)入配網(wǎng)資產(chǎn)領(lǐng)域,以提高配電網(wǎng)側(cè)的競(jìng)爭(zhēng)和服務(wù)點(diǎn)項(xiàng)目不是新的投資項(xiàng)目,而是存量配網(wǎng)轉(zhuǎn)為增量配網(wǎng)。過(guò)去一段時(shí)期,試點(diǎn)項(xiàng)目的推進(jìn)速度普遍不及預(yù)期,但也有一小部分項(xiàng)目進(jìn)展較快。這部分進(jìn)展較快的項(xiàng)目在投入運(yùn)營(yíng)前擁有優(yōu)渥的先天條件,同時(shí)獲得了行政上的大力支持。從先天條件的層面來(lái)說(shuō),雖然這些項(xiàng)目由民企而電網(wǎng)公司100%控股建設(shè)運(yùn)營(yíng),但它們均擁有明確的供電范圍和可觀的用戶負(fù)荷。從行政支持的層面來(lái)說(shuō),這鍵支持作用。綜合增量配網(wǎng)發(fā)展的總體情況,我們認(rèn)為增量配網(wǎng)改革進(jìn)展速度不及預(yù)期主要有以下原因∶電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)缺乏經(jīng)驗(yàn),沒(méi)有對(duì)服務(wù)范圍和用戶進(jìn)行提前規(guī)劃。還有一些項(xiàng)目作為純新增電網(wǎng)需要較長(zhǎng)周期等待配入駐。網(wǎng)進(jìn)入配電市場(chǎng)勢(shì)必會(huì)改變當(dāng)前的輸配電運(yùn)營(yíng)格局,既有運(yùn)營(yíng)主體的態(tài)度會(huì)潛在地影響增量配網(wǎng)的推廣進(jìn)度。地方政府的大力支持,特別是支持協(xié)調(diào)與公用電網(wǎng)的關(guān)系,可以大幅度地降低試點(diǎn)項(xiàng)目推進(jìn)的難度。三是配網(wǎng)業(yè)務(wù)在現(xiàn)行的輸配電價(jià)形成機(jī)制中收益偏低,仍缺乏成熟的商業(yè)模型支撐持續(xù)的配網(wǎng)業(yè)務(wù)投資。目前沒(méi)有將輸電價(jià)格